Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 25.00.10, кандидат технических наук Даниленко, Владислав Витальевич

• Даниленко, Владислав Витальевич
• кандидат технических наук
• 2011

Оглавление диссертации кандидат технических наук Даниленко, Владислав Витальевич

ВВЕДЕНИЕ.

1 АНАЛИЗ СОСТОЯНИЯ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН.

1.1 Малогабаритная аппаратура.

1.2 Аппаратура для исследования обсадных колонн.

1.3 Физические принципы и методические возможности' метода ЭМДС.

1.3.1 Измерения постоянного магнитного поля.

1.3.2 Дефектоскопия на основе переменных гармонических магнитных полей.

1.3.3 А ппаратура на основе метода нестационарных магнитных полей.

1.4 Выводы по главе 1.

2 ТЕОРЕТИЧЕСКОЕ ОБОСНОВАНИЕ ПРИНЦИПОВ ДИАГНОСТИКИ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН НА ОСНОВЕ МЕТОД А МАГНИТОИМПУЛЬСНОЙ ДЕФЕКТОСКОПИИ-ТОЛЩИНОМЕТРИИ.

2.1 Физические аспекты метода.

2.2 Физико-математическая модель распространения нестационарного электромагнитного поля в скважинах многоколонных конструкций.

2.3 Оценка влияния электромагнитных и геометрических параметров колонн на нестационарные электромагнитные процессы.

2.3.1 Одноколонная модель.

2.3.2 Двух и трехколонные модели.

2.4 Оценка области максимальной чувствительности метода и точности определения толщины стенки.

2.5 Выводы по главе 2.

3 МЕТОДИКА ИССЛЕДОВАНИЙ.

3.1 Физическое моделирование для целей оценки чувствительности метода при дефектоскопии колонн.

3.2 Алгоритм определения толщины стенок колонн.

3.3 Метрологическое обеспечение определения толщины стенок колонн.

3.4 Методика интерпретации.

3.5 Выводы по главе 3.

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ НАУЧНЫХ РАЗРАБОТОК.

4.1 Результаты опробования технологии магнитоимпульсной дефектоскопии.

4.2 Выводы по главе 4.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Технология магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии колонн нефтяных и газовых скважин»

Актуальность темы

Геофизические исследования являются неотъемлемой частью геологического изучения площадей и структур, а также анализа, контроля и регулирования процессов разработки нефтяных и газовых месторождений и оценки технологического состояния скважин. Значимость геофизических методов определяется многоплановым характером достоверной' информации, получаемой с их помощью.

Большинство месторождению нефти и газа находится на поздней стадии промышленной разработки, а подземные хранилища газа эксплуатируются более 30 лет. Большое значение с точки зрения обеспечения надежности экологической безопасности приобретают работы в области совершенствования способов, устройств технической диагностики скважин и практическая реализация полученных результатов для их ремонта.

При строительстве и эксплуатации нефтегазовых скважин в сложных геолого-технических условиях для предотвращения осложнений необходимо проводить мониторинг технического состояния^ обсадных колонн: Одним из эффективных средств для выполнения1 этой задачи является электромагнитная дефектоскопия.

В решение этой актуальной, многоплановой проблемы внесли свой вклад как советские и российские ученые С. А. Венско, А. П. Зубарев, А. А. Кауфман, А. Г. Керимов, JI. Е. Кнеллер, А. В. Миллер, А. П. Потапов, В. А. Сидоров, В. И. Шамшин, М. И. Эпов и др., так и исследования ведущих зарубежных компаний Halliburton, Schlumberger, Sondex, Western Atlas и др.

Несмотря на достигнутые успехи в повышении информативности магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн в скважинах, имеется необходимость её совершенствования. Особое значение приобретает разработка технологии контроля состояния колон без подъема насосно-компрессорных труб в условиях многоколонной конструкции скважин.

Настоящая работа направлена на решение данной проблемы и основана на обобщении теоретических и экспериментальных исследований автора.

Актуальность направлений выполняемой работы подтверждается постановлением от 09 июля 2002 года № 43 Федерального горнопромышленного надзора России «Положение о порядке продления срока безопасной эксплуатации технических устройств, оборудования и сооружений на опасных производственных объектах», в котором предусмотрен перечень необходимых работ по техническому диагностированию:

- оценка коррозии, износа и других дефектов;

- неразрушающий контроль;

- определение механических характеристик;

- исследование напряженно-деформированного состояния и- выбор критериев предельных состояний;

- испытания на прочность и другие виды испытаний.

Цель диссертационной работы

Разработка технологии дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн на основе метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии (МИДТ) в одно- и многоколонных конструкциях нефтяных и газовых скважин.

Объект исследования

Нефтяные и газовые скважины, насосно-компрессорные трубы (НКТ), эксплуатационные колонны (ЭК), технические колонны (ТК).

Предмет исследования

МИДТ, толщина стенки, дефекты, коррозия ЭК и НКТ, перфорационные каналы.

Основные задачи исследования

1. Анализ состояния разработки аппаратурно-методических средств на основе электромагнитных методов для решения задач дефектоскопии-толщинометрии колонн (наличие продольных, поперечных и наклонно-направленных трещин, коррозионного износа, определение толщины стенок и остаточной прочности колонн).

2. Теоретический анализ и обоснование принципиальных возможностей и областей применения дефектоскопии-толщинометрии обсадных колонн, в т.ч. при многоколонных конструкциях, на основе метода переходных процессов.

3. Теоретическая оценка возможной погрешности определения толщины стенок в одноколонных и многоколонных скважинах.

4. Исследование влияния различных факторов (числа труб, их толщин, проводимости, магнитной проницаемости) на регистрируемый сигнал.

5. Оценка точности определения толщин и дефектов стенок в одноколонных и многоколонных скважинах.

6. Разработка технологии применения метода магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии скважин.

Методы исследования

При теоретических исследованиях использовались методы математического моделирования распространения электромагнитных полей в условиях обсаженных скважин для коаксиально-цилиндрических моделей сред; методы математической обработки результатов измерений; методы натурного, моделирования; анализ и обобщение полученного материала; эксперименты на моделях и в скважинах.

Научная1 новизна

1. Теоретически и экспериментально обоснован методический подход к оценке возможной погрешности определения толщин стенок колонн методом МИДТ в одноколонных и многоколонных скважинах.

2. Установлено влияние магнитной проницаемости, электропроводности металла, количества колонн, их толщин на регистрируемый сигнал и на этой основе определены задачи, решаемые МИДТ: выявление нарушения целостности и дефектов колонн, оценка степени износа толщины стенок труб первой и второй колонн, с необходимой для практики точностью (Пат. РФ №2250372).

3. Обоснована и предложена технология МИДТ нефтегазовых скважин, заключающаяся в обязательных измерениях параметров на моделях, проведении скважинных измерений с учетом разработанных автором рекомендаций, применении оригинальных алгоритмов интерпретации, предусматривающих их настройку по экспериментальным (модельным и скважинным) данным.

Основные защищаемые научные положения

1. Метод магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии, основанный на регистрации переменных процессов в трубах с временным разделением сигналов и интерпретации полученных результатов с учетом существенного влияния магнитной проницаемости (ц) и электропроводности (о) труб, позволяет исследовать и определять толщину стенок, дефекты в первой и во второй колоннах.

2. Разработанная технология МИДТ нефтегазовых скважин, с обязательными предварительными измерениями на моделях и калибровкой в эталонных трубах с известными параметрами, применением оригинальных алгоритмов интерпретации - позволяет обеспечить решение задач* выделения дефектов и оценки толщин стенок труб со следующими характеристиками: погрешность определения толщины первой колонны 0:5 мм, второй — 0.7 мм; минимальный размер дефекта типа "трещина": в НКТ 30 мм, в обсадной колонне 50 мм, в обсадной колонне через НКТ - 70 мм; типа "отверстие" — 20 мм.

Достоверность научных положений, выводов и рекомендаций подтверждена результатами, теоретических расчетов, экспериментальных и> опытно-методических исследований,, выполненных на моделях метрологического центра ВНИИГИС и др., а также в нефтегазовых скважинах Оренбуржья, Ставрополья, Башкортостана, Украины, Казахстана, Германии, Китая и др.

Практическая» значимость и реализация результатов работы заключается в разработке и внедрении комплексов методических, технологических, метрологических и технических решений, образующих систему диагностики состояния обсадных колонн нефтяных и газовых скважин в процессе их эксплуатации, обеспечивающих экономию трудовых и производственных ресурсов, повышение надежности и экологической безопасности добычи углеводородов из недр.

В настоящее время выпущено и поставлено заказчику более 130 аппаратурно-методических комплексов МИД-К, основанных на методе МИДТ, исследовано более 1000 скважин (в том числе: нефтяных - эксплуатационных, разведочных; газовых - ПХГ; специального назначения; бурящихся на воду и др. полезные ископаемые); Технология магнитоимпульсной: дефектоскопии-толщинометрии используется во>' многих организациях России;, странах: ближнего (Беларусь, Казахстан, Украина, Узбекистан); и- дальнего (Германия, Венгрия; КНР) зарубежья:

По материаламшроведенных работ составлено, утверждено и: передано в производственные организации «Методическое руководство по проведению магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии в нефтяных и газовых скважинах аппаратурой МИД-Газпром и обработке результатов измерений» Личный вклад автора

Автора участвовал в. проведении: численных расчетов,, формулировке основных выводов по! возможной погрешности определения толщины труб при, одно- и многоколонной конструкции« скважин, в постановке и проведении экспериментальных исследований на моделях и в скважинах, в разработке собственно технологии проведения5 магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии, в нефтегазовых скважинах, внедрении технологии в производство:

Апробация работы

Основные результаты работы докладывались на различных конференциях;, семинарах и совещаниях, в том числе:: Всероссийской научно-практической конференции «Информационное обеспечение строительства нефтяных и газовых скважин» (г.Москва, 2 мая 2005 г.); Международном симпозиуме «Новая техника и технологии для геофизических исследований скважин» (г.Уфа, 2006 г.); Научно-технической конференции, поев. 50-летию ОФ УГНТУ «Проблемы нефтегазового дела» (г.Октябрьский, ОФ'УГНТУ, 2006 г.); Восьмой Уральской молодежной научной школе по геофизике (Горный институт УрО РАН Пермь, 19-23 марта 2007 г.); Международной геофизической конференции и выставке «Геонауки — от новых идей к новым открытиям» (Санкт-Петербург, 7-10 апреля 2008 г.); Международной научно-технической конференции и выставке «Современные приборы, материалы и технологии для неразрушающего контроля и технической диагностики машиностроительного и нефтегазопромыслового оборудования» (г.Ивано-Франковск, 2 декабря 2008 г.); Международной' геолого-геофизической' конференции и выставке (г.Тюмень, 2-5 марта 2009 г.); VII Международной, научно-практической конференции молодых специалистов (Санкт-Петербург, 5-9 октября 2009 г.)

Публикации '

Основные положения и результаты работы опубликованы в 22 научных работах, из них 7 работ в изданиях, рекомендованных ВАК Минобрнауки РФ.

Структура и объём работы

Работа состоит из введения, четырех глав, основных выводов и рекомендаций. Она изложена на 159' страницах машинописного текста, содержит 87 рисунков, 9 таблиц и список использованных источников из 111 наименований.

Автор считает своим приятным долгом поблагодарить сотрудников ОАО НПП «ВНИИГИС», без совместной работы с которыми не было бы возможным развитие данного направления и получение результатов, изложенных в работе: к.т.н. В.Н. Даниленко, A.B. Кондрашова, C.B. Латунова, Т.С. Мамлеева, А.Н. Наянзина, А.Г. Терегулова, Н.М. Шевченко, В.Ф; Шокурова и др:

Особую» благодарность автор выражает научному руководителю д.т.н., профессору Л.Е. Кнеллеру, а также д.т.н., профессору Н.И. Слюсареву и д.г.-м.н., доценту А.Г. Талалаю за постоянную- помощь и консультации при выполнении поставленных задач и непосредственно при подготовке диссертационной работы, к.т.н. А.П. Потапову, под руководством и в соавторстве с которым получены основные результаты, изложенные в работе.

Заключение диссертации по теме «Геофизика, геофизические методы поисков полезных ископаемых», Даниленко, Владислав Витальевич

3.5 Выводы по главе 3

• Минимальный размер одиночной продольной трещины, выделяемой в НКТ, - 40 мм, группы трещин - 20 мм.

• Минимальный размер одиночного дефекта типа отверстия в НКТ - 20 мм.

• Поперечные трещины уверенно выделяются X, Y-зондами, в НКТ минимальный размер 39 мм, в эксплуатационной колоне - 65 мм.

• По соотношению сигналов продольных и поперечных зондов можно различить продольные, поперечные и наклонные трещины.

• Минимальный выделяемый дефект типа продольной трещины в ЭК через НКТ 70 мм, а поперечной трещины - 90 мм.

• Создано метрологическое обеспечение, включающее типовые модели скважин.

4 ОПЫТНО-ПРОМЫШЛЕННОЕ ВНЕДРЕНИЕ РЕЗУЛЬТАТОВ

НАУЧНЫХ РАЗРАБОТОК

4.1 Результаты опробования технологии магнитоимпульсной дефектоскопии

Работа по контролю технического состояния обсадных колонн с использованием технологии магнитоимпульсной дефектоскопии проводились во вновь бурящихся, эксплуатационных нефтегазовых скважинах, в скважинах подземных хранилищ газа.

Во вновь бурящихся скважинах МИД-K используется для контроля' [5, 6,

7]:

• глубины спуска кондуктора за технической колонной и технической колонны за эксплуатационной;

• положения муфт эксплуатационной, технической колонн и кондуктора;

• соответствия проекту интервалов установки с разным диаметром и толщиной стенки;

• интервала установки хвостовиков;

• целостности колонны и степени износа в-процессе работы инструмента;

• глубины установки заколонных пакеров и т.д.

В пробуренных скважинах МИД-K позволяет определить:

• фактические интервалы перфорации (кумулятивной, гидропескоструйной, в т.ч. щелевой);

• степень интервала коррозии и износа колонны;

• интервалы нарушений колонны, требующих ремонта;

• фактические интервалы установки герметизирующих пластырей.

В4 скважинах подземных хранилищ газа (ПХГ) решаются задачи определения срока «жизни» эксплуатационных колонн [20, 21], определяются интервалы эллипсности, наличие интервалов утончения, деформации (смятия колонны), наличие коррозийных материалов, не герметичность забойного оборудования, абразивный износ обсадных труб, фильтра. Эти данные необходимы для безаварийной работы газовых скважин и проектирования, а также для решения ряда вопросов, возникающих в процессе эксплуатации газохранилища.

Технология МИДТ использовалась при оценке технического состояния нефтяных скважин на месторождении Карамай (Китай). Скважины имеют следующую конструкцию: кондуктор, труба диаметром <1=245 мм, толщиной стенки 10 мм; эксплуатационная колонна диаметром с1=146 мм, толщина стенки 8.51 мм и НКТ - диаметром (1=73 мм, толщина стенки 5.5 мм.

На рисунке 4.1 приведены примеры построения конструкции скважины по данным МИД-К. На диаграммах с 20 по 45 задержках в интервале 74 м увеличение сигнала обусловлено наличием кондуктора, четко различаются муфты НКТ и эксплуатационной колонн. В правой колонке приведена конструкция колонны. Во второй справа колонке дефектограмма для НКТ и эксплуатационной колонны.

Рис. 4.1. Пример построения конструкции скважины по данным МИД-К

Технология МИДТ позволяет определять местоположения элементов конструкции. На рисунке 4.2 в интервале 809-810.5 - репер, на глубине 822 м расположен центратор эксплуатационной колонны. Измерения проводились через НКТ диаметром 73 мм с толщиной стенки 5,5 мм.

Рис. 4.2. Определение положения центратора и реперной вставки

Пример вычисления толщины стенок на двух колонном участке скважины приведен на рисунке 4.3. На диаграмме толщины в интервале 10231026 м отмечена коррозия НКТ, а в интервале 1021-1040 м изменение толщины стенок второй колонны. На исходных диаграммах коррозия видна на 5-9 временных задержках сигнала становления поля. Изменение толщины стенок второй колонны на поздних временах. Коррозия НКТ отмечена на Х,У - зондах.

Интервал перфорации хорошо определяется на ранних временных задержках (4-12) падением амплитуды сигнала. В интервале 2021-2023 произошел разрыв колонны. Толщинограмма стремится к нулю, спектро-дефектограмма металла черная, в интервале 2028-2030 м перфорация (рис. 4.4).

Рис. 4.3 Пример вычисления толщины стенок колонн . согг - интервал коррозии НКТ

Рис. 4.4. Выделение интервалов перфорации

На рисунке 4.5 приведен пример определения интервала кумулятивной перфорации при намагниченности колонн. Интервал перфорации отмечается на ранних временах (с 5 по 10 временные задержки). Интервалы намагниченности регистрируются на поздних временах (35-54 временные задержки). В интервале перфорации наблюдается температурная аномалия.

Рис. 4.5. Пример выявления интервала перфорации при намагниченности колонн

По технологии МИДТ можно определять участки коррозии в обсадных колоннах через НКТ. На рисунке 4.6 приведен пример выделения участков коррозии, они хорошо видны на спектро-дефектограмме металла, толщинограмме и на поздних временных задержках.

В соответствии с программой работ на газохранилищах в Германии проводились исследования на многорядных колоннах обсадных труб в двух скважинах ПХГ. Конструкция скважины №1 приведена на рисунке 4.7 Особенность конструкции в том, что в интервале 639-771 м выполнена двухколонная защита из труб 7" и 8.58". В интервале 732 м фирмой "ВЬМ" механическим профилемером обнаружен разрыв в первой колонне. Целостность или нарушение второй колонны механическим профилемером определить не удалось. Была поставлена задача оценить целостность второй колонны и рассчитать толщину колонны методами МИД.

18438.1 11308.0

11670.5

2332500

3282500

231000.0 3329.5

12809.6 4291.0

4589.0

127726.0 2650.6

11109 0 10644.0

68826.0

89746.0 1068.5

43730.0

29320.0

66260.0 363.0

7026.0 3994.0

20285.0

48320.0

Channel

Рис. 4.6. Определение участков коррозии в обсадной колонне через НКТ

На основе анализа сигналов можно сделать вывод, что на глубине 731 м наблюдается разрыв по сварному шву первой колонны (7") (рис.4.8, 4.9).

Вторая колонна непосредственно против разрыва не имеет дефектов. В остальном интервале исследований нарушений в первой и второй колоннах не обнаружено. На глубине 640 м уверенно отмечается изменение диаметра колонн.

Надо отметить, что на кривых толщинометрии (рис. 4.9) наблюдается некоторое взаимное влияние первой колонны на вторую. Это связано с тем, что колонны имеют близкий диаметр, поэтому исключить взаимное влияние полностью не удаётся. На скважине ПХГ № 2 (рис. 4.10) необходимо было уточнить конструкцию скважины.

Рис. 4.7. Конструкция скважины №1 ПХГ

Рис. 4.8. Результат определения дефекта (разрыв колонны по сварному шву, скважина №1)

Толщина, мм т,м 6 8 10 12 14

Рис. 4.9. Кривые толщинометрии по скважине №1 а - толщина стенки первой колонны, б - толщина стенки второй колонны

Рис. 4.10. Конструкция скважины №2

На рисунке 4.11 приведены результаты исследований, где в интервале 87-150 м после обработки глубинных каналов удалось выделить башмак четвертой колонны (12 3/8") на глубине 98 м.

В интервале трех колонн 98-150 м, уверенно видны все муфты. Причем на сигналах с ближней зоны видны муфты НКТ и колонны (5 3/4"). С увеличением глубинности исследования уверенно определяются муфты третьей колонны (8 5/8"). В интервале 390-500 м (рис. 4.11,6) по данным из ближней зоны на глубине 431 м определен переход с большего диаметра НКТ на меньший (уменьшение сигнала), а на глубине 474,5 м по данным из дальней зоны начало трубы (6 5/8").

А - выделение башмака 4-ой колонны 0 12 3/4"-98 м

Б - обнаружение верхнего края утерянной колонны 0 6 5/8" - 474,5

Рис. 4.11. Результаты исследования скважины №2 а - выделение башмака 4-ой колонны 0 12 3/4" - 98 м; б - обнаружение верхнего края утерянной колонны 0 6 5/8" - 474.5 м.

Понижение сигнала в дальней зоне в интервале 460-475 м связано с уменьшением толщины стенок в колонне (8 5/8"). Муфты НКТ и колонны (4 1/2") хорошо отмечены. В интервале трех колонн 350-471 м можно выделить и муфты колонны (8 5/8"). Они отмечены пиками между муфтами НКТ и колонны (5 3/4"). Хорошо видны все муфты в трех колонной конструкции. В интервале четырех колонн из-за взаимного влияния труб (8 5/8") и (6 5/8") муфты колонны (6 5/8") сглажены.

По результатам исследований испытательной (модельной) скважины и действующих скважин ПХГ Германии получены следующие основные результаты - аппаратура МИД-ГАЗПРОМ (МИД-К) может быть »использована для!дефектоскопии и толщинометрии при контроле скважин ПХГ и позволяет: уверенно выделять вертикальные щели длиной >40-70 мм, в т. ч. через НКТ;

• выделять сварные швы в одной колонне;

• определять разрыв колонн в двух колонной конструкции;

• уточнять конструкцию скважины при наличии до четырёх колонн;

• определять толщину первой и второй колонн;

• проверять соответствие проекту интервалов установки секций колонн с различными внутренним ¿диаметром и толщиной стенки;

• проверять целостность- колонн или определять местоположение сквозных нарушений;

• определять фактическую глубину установки заколонных пакеров и т.п.;

• определять фактическое положение интервалов кумулятивной и гидропескоструйной перфорации, в т.ч. щелевой;

• определять интервалы и степени коррозионного износа колонн.

На площади Рыбальчинская технология МИД-К использовалась при контроле технического состояния обсадных колонн при строительстве скважины. Результаты исследования приведены на рисунке 4.12. Исследования проводились в следующей конструкции скважины: кондуктор на глубине 88 м, диаметр трубы 426 мм, первая - техническая колонна, глубина 349.7 м, диаметр трубы 324 мм, вторая — техническая колонна, глубина 1608.3 м, диаметр трубы 244.5 мм, толщина стенки 12 мм. год был проведен повторный замер. Причем для контроля были проведены измерения на двух скоростях. Отметим, что процесс коррозии развивается. Толщина стенки уменьшилась на 2 мм. В остальном интервале толщина стенки колонны не изменилась. Таким образом, с помощью МИД-K удалось обнаружить интервалы нарушений в эксплуатационной колонне, а временные замеры позволяют оценить скорость процесса разрушения.

На Туймазинской площади (рис. 4.13) была проведена магнитоимпульсная дефектоскопия нефтяной скважины» с целью оценки технического состояния« обсадных колонн, получения количественной информации по толщине стенок эксплуатационной колонны, выявления дефектов, определения участков уменьшения толщины стенок колонны, выявления дефектов, уточнения интервалов перфорации. Скважина имеет следующую конструкцию: направление d=239 мм — 37 м, кондуктор' d=219 мм - 147 м, эксплуатационная^колонна d=146 мм - 1239 м.

Исследования были проведены аппаратурой: магнито-импульсный дефектоскоп МИД-К №84. Данные записи МИД-K привязаны к конструкции скважины. По данным интерпретации, проведенных исследований, получены следующие результаты: направление 0 299' мм заканчивается на глубине 36,5м, башмак кондуктора 0 219 мм — 147 м.

Исходные дефектограммы и толщинограммы имеют ровный ход во всем интервале исследования, муфты отбиваются равномерно и отмечаются резким увеличением сигнала. Толщина стенки колонны лежит в диапазоне 7-8,5 мм: уменьшение толщины стенок до 6 мм в интервале 850.3 — 860.3 м, до 6.5 мм в интервалах — 872 — 882 м, 992.5 - 1001.5 м. Трубы толщиной 9 мм лежат в интервалах: 360 - 348, 415.2 - 425.2, 502.5 - 526, 572.5 - 595.5, 743 - 755 и 1030 — 1037.5 м. Толщина стенки труб 9.5 - 10 мм в интервалах - 360 - 370 м, 882.5 — 891 м. В интервале 857 — 877 м на каналах 2-4 выделяется интервал перфорации (рис. 4.14). Дополнительно приведена диаграмма, где dz — дифференциальная дефектограмма, на которой отчетливо выделяется интервал перфорации.

Конструкция скважины приведена в таблице 4.1.

Список литературы диссертационного исследования кандидат технических наук Даниленко, Владислав Витальевич, 2011 год

1. Абакумов A.A. Новый высокоразрешающий сканирующий магнитный интроскоп МИ-50 для обследования обсадных колонн нефтяных и газовых скважин. / А. А. Абакумов, А. А. Абакумов (мл.), В. В. Баженов,

2. Арутюнов А.Е. Магнитоимпульсные скважинные дефектоскопы. / А. Е. Арутюнов, В.И: Шамшин, М:Г. Дахнов, В.А. Сидоров //Газовая промышленность, 1998. № 10. - С. 47-48.

3. Арутюнов А. Е. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в скважинах IIXF. / А. Е. Арутюнов, В. И. Шамшин, А. Н. Петров, В. А. Сидоров. //Наука и техника в газовой промышленности, 1999. -№1-2.1. C.10-14.

4. Временная инструкция по переаттестации скважин ПХГ с целью определения их возможной эксплуатации. СевкавНИПИгаз, РАО Газпром, Ставрополь, 1996.

5. Даниленко В.Н. Паспортизация обсадных колонн электромагнитными и электрическими методами ГИС. / В. Н. Даниленко, В. В. Даниленко, Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов, А. Н. Наянзин // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2007. - Вып. 12(165). - С.39-41.

6. Даниленко В. В. Метрология электромагнитной дефектоскопии и повышение точности определения толщины стенок обсадных колонн. /

7. B. В. Даниленко, А. П. Потапов, В: Н. Даниленко, А. Н. Наянзин, А. Л. Шаров // НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2007. - Вып. 10(163).1. C.76-87.

8. Дефектоскоп-дефектомер индукционный скважинный ИДК105. //Изобретения и рацпредложения? в нефтегазовой промышленности;2002. -№5. С.34.

9. Зубарев А. П; Техническая диагностика и дефектоскопия газовых скважин. / А. П. Зубарев, С. А. Венско //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2002. -Вып.99. С.61.

10. Кауфман А. А. Теория индукционного каротажа. / А. А. Кауфман М.: Наука, 1965, 235 с.

11. Кауфман А. А. Введение в теорию геофизических методов. Ч. I. Гравитационные, электрические и магнитные поля. / А. А. Кауфман —М.: Недра, 1997. 520 с.

12. Керимов А.-Г. Г. Контроль технического состояния обсадных колонн приборами КСП-Т / А.-Г.Г. Керимов, А. А. Даутов, А. Н. Харламов // НТВ «Каротажник». Тверь: ЛИС, 2001. - Вып.86. - С.22-30.

13. Керимов А. Г. Метрологическое обеспечение исследований прибором КСП-Т. / А. Г. Керимов, Ю. В. Литвинов, А. М. Куликов // Сб: науч.тр. СевКавНИПИгаза, 2002. -№37. С.99-104.

14. Киселев В. В. Опыт применения аппаратуры магнито-импульсной дефектоскопии МИД-К. / В. В; Киселев // Газовая промышленность. 2002, № 10, С.52-57.

15. Кнеллер Л. Е. Алгоритм прогнозирования погрешности определения удельного электрического сопротивления по данным электрокаротажа и некоторые результаты его* использования. / Л; Е. Кнеллер //ЭИ: сер.

16. Регион, развед. и промысл, геофизика», ВНИИ эконом, минер, сырья и геол. развед. работ. М.: ВИЭМС, 1983. - №20. - С. 1-8.

17. Кнеллер Л. Е. К теории и интерпретации магнитоимпульсной дефектоскопии-толщинометрии скважин. / Л. Е. Кнеллер, А. П. Потапов,

18. B. В. Даниленко // «Проблемы нефтегазового дела»: Сб. мат. научно-техн. конф., поев. 50-летию ОФ УГНТУ в г. Октябрьском 27 октября 2006 г. 2006. -С.27-31.

19. Кудрявцев Ю. И. Индукционные методы измерения магнитной восприимчивости горных пород и руд в естественных условиях. / Ю. И. Кудрявцев. Л.: «Недра», 1978, 240 с.

20. Кузин И. Г. Экспресс-интерпретация данных электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн нефтегазовых скважин. / И. Г. Кузин //Геофизический вестник. М.: ЕАГО, 2001'. - №11. - С. 13-15.

21. Лифантьев А. В. Опытно-промышленное ппрп(=>прь==^ нЕдие магнитоимпульсных дефектоскопов-толщиномеров в скваясЕ^^и^ах многоколонной конструкции (на месторождениях АО «Татнефть»)> А.

22. B. Лифантьев, Р. И. Юсупов, В. А. Сидоров // Сб. тез. междунар. кобзе^-мс^Ь. и выст. по геофиз. исслед. скважин, Москва 8-11 сент. 1998. — М.,1. C.Р1.3.

23. Марков: В; А. Исследование технического состояния сква1=^еин геофизическими методами: / В: А. Марков, О. В: Иванов //Е^ЗГТВ «Каротажник». -Тверь: АИС. Вып.5-6 (118-119). - С.245-253.

24. Марков В. А. Технология и методика, проведения конт-ргг^олятехнического состояния скважин на объектах исследования С1>00

25. Марков В. А. Результаты диагностирования технического состо.з==гцияскважин методами промысловой геофизики на объектах С300

26. Марков В. А. Технология электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн разведочных и эксплуатационных скважин. / В. А. Марков, В. Ф. Шулаев, В. И. Масленников, О. В. Иванов //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2004. -Вып.5-6 (118-119).-С.259-265.

27. Миллер А. А. Прямые измерения проводимости обсадных труб1 и НКТ, используемых в качестве модели толщины. / А. А. Миллер, А. В. Миллер, К. С. Епископосов, Г. Е. Мурзаков, Д. К. Епископосов //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2002. - Вып. 101. - С.68-74.41.

28. Миллер А. А. Способ оперативного расчета толщины стенок колонн по данным электромагнитной дефектоскопии. / А. А. Миллер //Деп. рук. №611-В 2005. Октябрьский: ОАО НПП «ВНИИГИС», 2005. - 30 с.

29. Миллер A.A. Постоянное магнитное поле в обсаженных скважинах и возможность его использования для дефектоскопии. / А. А. Миллер //Сб. статей «Скважинные геофизические технологии на рубеже веков»,

30. Управление по недрам РБ, ОАО НПП «ВНИИГИС». Уфа: ТАУ, 2000. -С.255-275.

31. Пасечник М. П. Анализ методических возможностей многозондовых комплексов ИК. / М. П. Пасечник, Б. В: Рудяк, О. М; Спекина, Ю. Л. Илин //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС. - Вып.45. - С.43-49.

32. Плюснин М. И. Индукционный каротаж. / М. И., Плюснин М.: «Недра», 1968,140 с.

33. Поздеев Ж. А. Возможные причины повреждения обсадных колонн. / Ж. А. Поздеев, Ю. А. Куц, А. Ю. Игнатов, В. 3. Кокшаров //НТВ АИС «Каротажник». 1998. - Вып. 48. - С. 56-63.

34. Потапов А. П. Влияние магнитной проницаемости и. электропроводности металла обсадных колонн1 на результаты скважинной импульсной электромагнитной дефектоскопии. / А. П. Потапов //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1999. - Вып. 75. - С. 109112. 50

35. Потапов А. П. Интерпретация импульсной электромагнитной толщинометрии на основе решения прямой и обратной задач. / А. П. Потапов, Jl. Е. Кнеллер //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1999. -Вып.64. - С.85-91.

36. Потапов А. П. Оценка погрешностей определения толщины стенки труб при исследовании многоколонных скважин* методом импульсной электромагнитной дефектоскопии. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2000. - Вып. 96. - С.99 -112.

37. Потапов А. П. Численное решение задачи становления поля магнитного диполя в скважинах многоколонной конструкции. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //НТВ АИС «Каротажник». 1998. - Вып. 52. - С.76-81.

38. Потапов А. П. Численное решение прямой и обратной задач импульсной электромагнитной толщинометрии обсадных колонн в скважинах. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //Геология и геофизика, 2001. Том 42, № 8 - С.1279-1284.

39. Потапов А. П. Математическое моделирование и интерпретация материалов скважинной импульсной электромагнитной толщинометрии. / А. П. Потапов, Л. Е. Кнеллер //Геофизика. Тверь: ГЕРС, 2000. - №5. -С.27-30.57.

40. Потапов А. П. Современное состояние электромагнитной дефектоскопии колонн нефтегазовых скважин. / А. П. Потапов, Jl. Е. Кнеллер, В. В. Даниленко //НТВ «Каротажник». Тверь: Изд. АИС, 2008. - Вып.2(167). - С.80-101.

41. Рубан Г. Н. Контроль технического состояния обсадных колонн скважин методами ГИС. / Г. Н: Рубан //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 2005. - Вып. 128. - С.125-133.

42. Сервисный каталог по» каротажным работам: каталог /фирма Atlas Wireline Services. 1994. - С.35-38.

43. Сервисный каталог по каротажным работам: каталог /фирма Schlumberger. 1996. - С.79-82.

44. Сидоров В. А. Становление электромагнитного поля в неоднородных средах применительно к геофизическим исследованиям. / В. А. Сидоров,

45. B. П. Губатенко, В. А. Глечиков. Саратов: Изд. СГУ. - 1977. С. 224:

46. Сидоров В. А. Магнитоимпульсная дефектоскопия колонн в газовых скважинах. / В. А. Сидоров //НТВ'«Каротажник». Тверь: АИС, 1998, №47. - С.74-79. 62.

47. Сидоров В. А. Магнитоимпульсная дефектоскопия и толщинометрия колонн. / В. А. Сидоров //Нефтяное хозяйство, 1996. №10. - С.12-14. 63.

48. Сидоров В. А. Скважинные дефектоскопы-толщиномеры для исследования многоколонных скважин. / В. А. Сидоров //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1996. - Вып.24. - С.84-94.

49. Сидоров В. А. Автономные скважинные дефектоскопы / В. А. Сидоров,

50. C. В. Степанов, М. Г. Дахнов, В. Г. Божедомов, Д. Ю. Пятницкий, И. А. Сагитов. //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1997. - Вып.34. - С.74-78.

51. Сидоров В. А. Многозондовый цифровой электромагнитный дефектоскоп-толщиномер. / В. А. Сидоров, В. К. Теплухин, А. В. Миллер /Мат. Международного симпозиума по новым геофизическим технологиям, Уфа, 1997 г. С.20.

52. Скважинный модуль индукционного дефектомера СМИД2-90-120/60: каталог / ОАО «Геотрон» 2004. -С.28.

53. Табаровский Л. А. Оценка разрешающей способности методов и подавление помех в системах многократного наблюдения (теория, алгоритмы программы). / Л. А. Табаровский, М. И. Эпов, О. Г. Сосунов // Новосибирск, 1985. (препринт /ИГиГ СО АН СССР; № 7).

54. Теплухин В: К. Развитие электромагнитных методов исследования / В*. К. Теплухин, А. В. Миллер, А. А. Миллер, Е. М. Мурзаков, С. В. Степанов, В. Г. Судничников, О. М. Казакова. //НТВ «Каротажник».-Тверь: АИС, 2001. Вып. 82. - С 123-127.

55. Теплухин В. К. Сканирующий электромагнитный дефектоскоп для обследования обсадных колонн. / В: К. Теплухин, А. В. Миллер, А. А.

56. Миллер, Е. М. Мурзаков, С. В. Степанов, В. Г. Судничников, О. М. Казакова //Материалы Международной научно-пр. конференции, Октябрьский, 2002 г. С. 324-331.

57. Теплухин В. К. Вопросы электромагнитной дефектоскопии обсадных колонн. / В. К. Теплухин, А. В. Миллер, В. А Сидоров //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 1997. Вып.ЗЗ. - С.68-71.

58. Теплухин В. К. Электромагнитная дефектоскопия обсадных колонн. / В. К. Теплухин, В. А Сидоров; //Международная геофизическая конференция SEG-EAGO, Москва,. 1993: С. 121.

59. Токман А. К. Контроль технического- состояния колонн газовых скважин Астраханского ГКМ. / А. К. Токман //НТВ «Каротажник». — Тверь: АИС, 2003. №105.- С.98-106;

60. Цифровой магнито-импульсныи дефектоскоп МИД-K: каталог / Татнефтегеофизика (Татарстан); 2000¿

61. Чемоданов В. Е. К интерпретации результатов исследования скважин в нестационарном режиме. / В: Е Чемоданов //В сб.: Нефть и газ. М., 1974. - С.26-27.

62. Шейнман С. М. Об установлении электромагнитных полей в земле. / С. М. Шейнман//Прикладная геофизика; 1997; Вып.З. - С.3-35;

63. Шумилов А. В. Дефектоскопия скважин и контроль щелевой гидропескоструйной перфорации методами ГИС. / А. В. Шумилов //НТВ АИС «Каротажник». 2001. - Вып.79. - С.59-66.

64. Электромагнитный прибор для определения износа колонн с непрерывной записью ИКП1: реклама / «ООО фирма РИАЛОГ //НТВ «Каротажник». Тверь: АИС, 1998. - Вып.53. - С.111-112.

65. Эпов М. И. Технология исследования нефтегазовых скважин на основе ВИКИЗ. / М. И. Эпов, Ю. Н. Антонов //Методическое руководство. -Новосибирск: СО РАН, 2000. 121 с.

66. Эпов М. И. Способ неразрушающего контроля технического состояния обсадных колонн нефтегазовых скважин на основе электромагнитного зондирования. / М. И. Эпов, Г. М. Морозова, Е. Ю. Антонова; И. Г.

67. Кузин //Физико-технические проблемы полезных ископаемых.-Новосибирск: СО РАН, 2003. №3. - С. 13-22. 88.

68. Эпов М. И. Определение параметров ферромагнитного проводящего цилиндрического слоя по данным метода становления поля. / М. И. Эпов, Г. М. Морозова, Е. Ю. Антонова //Геология и геофизика, 2005. -Том. 45. №11. - С.1358-1368.

69. Эпов М. И. Электромагнитные процессы в проводящей магнитной обсадной колонне. / М. И. Эпов, Г. М. Морозова, Е. Ю; Антонова //Геология и геофизика, 2007. Том. 48. - №6. - С.673-684.

70. Яруллин Р. К. Сверлящая перфорация и геофизические методы контроля интервалов вскрытия. / Р. К. Яруллин, В. К. Теплухин, А. В.

71. Миллер, Т. С. Мамлеев, Ю. В. Николаев, В. Д. Ташбулатов //НТВ «Каротажник». -Тверь: АИС, 2000. Вып.75. - С.62-68.

72. Casing Inspection Log. Halliburton logging services. Technical Bookfor Distribution. Coppering 1995.

73. Pipelibe Inspecion: каталог / фирма Baker Atlas (USA), 2002. -3 c.

74. The Magnelog Survey, Magnelog Instrument Specifications: Сервисный каталог / фирма Atlas Wireline Services, 1999.

75. Chew Weng Cho. Modelling of dielectric logging toll at high frequencies.: Applications and result. / Chew Weng Cho. //IEEE Trans. Geosi. And Remote Sens.-1988. 26, № 4 - P.388-398.

76. Xie Ranghua. Методика обнаружения повреждений обсадных труб по данным электромагнитного дефектоскопического каротажа. / Xie Ranghua, Liu Jisheng, Thang Yaeqie, Cejing Jishu. //Well logging. Technol, 2003, v.27., №3. P.242-245.

77. Yancai Sun. Обнаружение дефектов в многослойных обсадных трубах с использованием скважинных электромагнитных измерений. / Yancai Sun, Hua Theng, Yanhui Cui Cejingjishu. //Well logging. Technol, 2003, v.27, №3. P.246-249.